Prosument w inteligentnej sieci energetycznej

Transkrypt

1 Prosument w inteligentnej sieci energetycznej Warszawa listopad 2013

2 Autorzy: prof. Krzysztof Żmijewski (redakcja naukowa raportu, rozdziały: 1) Wojciech Kozubiński, PTPiREE Robert Masiąg, PTPiREE Katarzyna Zalewska-Wojtuś, PTPiREE Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii (rozdziały: 2, 3, 4, 7) Energa Operator (rozdział 6) Marek Kulesa, Towarzystwo Obrotu Energią (rozdziały: 5, 8, 9, 10) Bartłomiej Derski (rozdziały: 11, 12) Krzysztof Kochanowski (redaktor) Raport jest dofinansowany ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

3 Spis treści 1. Streszczenie kierownicze Pojęcie prosumenta Energetyka prosumencka będzie się rozwijać, szybciej ze wsparciem Mikrogeneracja wykorzystująca paliwa kopalne Inteligentne sieci mogą przyśpieszyć rozwój mikroinstalacji i poprawić konkurencję Uwarunkowania z pozycji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych związane z przyłączaniem do sieci oraz współpracą źródeł prosumenckich z sieciami elektroenergetycznymi Wymagane i niezbędne funkcjonalności Smart Gridu z pozycji OSD oraz mające na celu podniesienie jakości obsługi klienta Bilansowanie sieci elektroenergetycznej Wykorzystanie informacji pomiarowych z opomiarowania stacji SN do zarządzania siecią elektroenergetyczną Kontrola parametrów jakości energii elektrycznej Automatyzacja procesu odczytu wskazań liczników i obniżenie kosztów odczytów realizowanych przez inkasentów Odczyty zużycia energii na żądanie Zdalna windykacja Możliwość odczytów liczników innych mediów Uproszczona procedura przyłączenia mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej Obszary współpracy prosumenta z operatorem systemu dystrybucyjnego Ochrona danych pomiarowych Niezbędność ujednolicenia standardów Smart Meteringu z punktu widzenia dystrybutorów Potrzeba ujednolicenia standardów komunikacji i wymiany danych z punktu widzenia sprzedawców Wpływ elementów sieci inteligentnych na obniżenie wskaźników niezawodności sieci doświadczenia Energa Operator... 35

4 6.1. Niezawodność sieci w Polsce na tle krajów Unii Europejskiej Projekt Inteligentny Półwysep Modernizacja sieci Zaplecze informatyczne Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR) Optymalizacji jakości energii zasilania odbiorców przez IVVC Rola prosumentów na lokalnych rynkach energetycznych Wybrane sposoby wykorzystania funkcjonalności smart gridu/smart meteringu w kontekście działalności spółek obrotu Kierunkowa analiza rozwiązań ze szczególnym uwzględnieniem propozycji prawnych w ramach nowelizacji ustawy - Prawo energetyczne, nowego Prawa energetycznego, projektów rozporządzeń Modele rozliczeń w relacji prosument i sprzedawca (przykład na podstawie cen energii elektrycznej z 2013 r.) Wielkość rynku prosumentów w Polsce Kolektory słoneczne przykład dynamicznego rozwoju energetyki rozproszonej Rozproszona energetyka w Polsce na tle wybranych krajów UE Bariery rozwoju rozproszonej energetyki w Polsce Potencjał rynku mikroinstalacji Wnioski... 75

5 1. Streszczenie kierownicze 1.1. Pojęcie prosumenta Analizując pozycję prosumenta w polskim systemie prawnym warto podkreślić, iż pojęcie to nie ma swojej ustawowej definicji. Znane jest ono z ekonomii i stanowi połączenie pojęć producent i konsument, oznaczając podmiot, który jest jednocześnie producentem i konsumentem danego dobra. Obecnie pojęcie to jest powszechnie używane przy określaniu producentów wytwarzających energię elektryczną i zużywającą ją na własne potrzeby w gospodarstwach domowych. Do września 2013 r. brak było w ustawodawstwie polskim szczególnych regulacji określających pozycję prosumenta na rynku energii. Polski ustawodawca w trybie uchwalenia ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz innych ustaw 1, zwanej potocznie małym trójpakiem (dalej jako: nowelizacja), wprowadził do polskiego prawa energetycznego przepisy ułatwiające małemu wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych z zamiarem zużycia większości tej energii na potrzeby własne przyłączanie instalacji wytwórczej do sieci dystrybucyjnej, jednocześnie znosząc koszty takiego przyłączenia i minimalizując procedury formalne Energetyka prosumencka będzie się rozwijać, szybciej ze wsparciem W ciągu ostatnich kilku lat obserwujemy na świecie bardzo dynamiczny rozwój energetyki małoskalowej i rozproszonej, zwłaszcza wykorzystującej odnawialne źródła energii. Szacuje się, że tylko w Unii Europejskiej pracuje już ok. 10 mln takich niewielkich urządzeń produkujących energię lub ciepło, co w przybliżeniu odpowiada liczbie osób indywidualnych tzw. prosumentów które w swoich domach zarówno zużywają, jak też produkują energię. W Niemczech jest blisko 500 tys. takich osób, we Włoszech - 1 mln. W 1 Ustawa z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz innych ustaw, Dziennik Ustaw 2013, poz Nie uchwalono zapowiadanej od grudnia 2011 r. ustawy o odnawialnych źródłach energii, nie przyjęto także kompleksowej regulacji zawartej w nowej ustawie Prawo energetyczne. Na skutek braku terminowej implementacji Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dyrektywa OZE), której termin implementacji upłynął w dniu 5 grudnia 2010 r. (Art. 27 ust. 1 i art. 28 Dyrektywy OZE), Komisja Europejska skierowała przeciwko Polsce 21 marca 2013 r. skargę w związku z niedopełnieniem jej transpozycji. 1

6 Polsce na tego typu urządzenia zdecydowało się do tej pory ok. 200 tys. osób, z czego ponad połowa zainwestowała w kolektory słoneczne i pompy ciepła, służące do podgrzewania wody użytkowej i ogrzewania domów. Instalacje produkujące energię elektryczną (panele fotowoltaiczne, małe wiatraki, silniki kogeneracyjne), to w Polsce nadal rzadkość. Spośród nich najwyżej kilkadziesiąt przyłączonych jest do sieci dystrybucyjnych. W większości krajów UE proporcje są dokładnie odwrotne, 3 tzn. większość przyłączona jest do sieci. Warto jednocześnie zwrócić uwagę, że brytyjskie doświadczenia w rozwoju mikrogeneracji energii elektrycznej wskazują, że zdecydowana większość produkcji z takich urządzeń konsumowana jest na miejscu przez samego prosumenta (por. rysunek 1). Rysunek 1: Produkcja i sprzedaż energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej (w ramach systemu feed-in) w Wielkiej Brytanii [Źródło: DECC]4 GWh Sprzedaż GWh /11 Biogazownie 2011/12 Hydroelektrownie Mikrokogeneracja Panele fotowoltaiczne Elektrownei wiatrowe Existing (transferred from RO) Generacja / /12 Biogazownie Hydroelektrownie Mikrokogeneracja Panele fotowoltaiczne Elektrownei wiatrowe Existing (transferred from RO) 3 Por. The state of renewable energies in Europe. 12th EurObserv'ER report, Feed-in Tariff statistics, UK Department of Energy & Climate Change, 2

7 Ten sam przykład brytyjskiego rynku pokazuje ponadto, że energetyka prosumencka, przy odpowiednio dobranym systemie wsparcia, może się rozwijać w szybkim tempie (por. rysunek 2), co ma istotne znaczenie zarówno w Wielkiej Brytanii, jak i Polsce. Oba kraje stoją przed widmem problemów z zaopatrzeniem odbiorców w energię w okresach szczytowego zapotrzebowania w ciągu kilku najbliższych lat. Rysunek 2: Liczba mikroinstalacji (w ramach systemu feed-in) w Wielkiej Brytanii [Źródło: DECC] tyś / / /13 Biogazownie Wodne Mikrokogeneracja Fotowoltaika wiatr Inne Warto jednocześnie zwrócić uwagę, że w Wielkiej Brytanii zdecydowanie dominujący udział w liczbie urządzeń mają panele słoneczne 424 tys. instalacji o średniej mocy 4,8 kw, czyli łącznie 2031 MW. Jednak istotny udział mają także mikro i małe turbiny wiatrowe, które pry łącznej mocy blisko 70 MW generują już 415 GWh energii rocznie (zob. rysunek 3). 5 Feed-in Tariff statistics, UK Department of Energy & Climate Change, 3

8 Rysunek 3: Łączna moc zainstalowana (wykres górny) oraz roczna produkcja energii (wykres dolny) z mikro- i małych turbin wiatrowych w Wielkiej Brytanii [Źródło: DECC] MW 2,08 3, kw kw kW kw 7,13 7,26 8,63 14,24 21,92 37,52 68, GWh 5,04 14, kW kW kW 0 1.5kW 31,27 34,5 48,85 69,69 157,35 248,3 415, Niewielka liczba prosumentów w Polsce to efekt kilku czynników, spośród których dwa najważniejsze to ograniczenia formalno-prawne i ekonomiczne. Te pierwsze (zwłaszcza konieczność prowadzenia działalności gospodarczej, koncesjonowanie oraz wydawanie warunków przyłączenia do sieci) w większości rozwiązała wrześniowa nowelizacja Prawa energetycznego tzw. mały trójpak energetyczny. Nadal w ustawie pojawiają się jednak niejasności np. co do obowiązku instalowania źródła energii przez certyfikowanego instalatora. Drugi czynnik ekonomiczny wynika z nieosiągnięcia jeszcze w Polsce tzw. grid parity (ceny produkcji z własnego źródła równej cenie energii kupowanej z sieci) przez zdecydowaną większość technologii małoskalowych. To efekt mniejszej niż w krajach 4

9 zachodnioeuropejskich dojrzałości rynku mikroinstalacji i niższych cen energii dla gospodarstw domowych. Najmniejsze odnawialne źródła energii (OZE) nie mogły do tej pory liczyć w Polsce na preferencyjne traktowanie i dedykowany system wsparcia, a "mały trójpak" nie poprawił ich warunków ekonomicznych. Realizacja Krajowego planu działania w zakresie OZE do 2020 roku wymaga zwiększonego udziału mikroinstalacji w krajowym miksie energetycznym. Z kolei przykład bardzo dynamicznego rozwoju kolektorów słonecznych w ciągu ostatnich 4 lat, wynikający z programu dopłat z NFOŚiGW pokazuje, że powielenie tego sukcesu w przypadku mikroinstalacji elektrycznych jest możliwe. Wymaga jednak uruchomienia dedykowanych programów wsparcia. W przeciwnym wypadku nastąpi z opóźnieniem, spowodowanym osiągnięciem grid parity przez dużą część technologii prosumenckich za kilka, najwyżej kilkanaście lat. Jeżeli jednak nastąpi to szybciej, wówczas pomoże w domknięciu bilansu energetycznego kraju w latach , kiedy spodziewane są czasowe problemy z zaspokojeniem zapotrzebowania odbiorców, szczególnie w godzinach szczytu Mikrogeneracja wykorzystująca paliwa kopalne W Polsce brakuje wiarygodnych danych na temat rozwoju mikrogeneracji opartej o paliwa kopalne. Ze względu na wyłączenie spod obowiązku koncesjonowania instalacji o mocy poniżej 5 MW (z wyłączeniem OZE) danych na temat małych instalacji konwencjonalnych nie posiada Urząd Regulacji Energetyki. W swoich statystykach nie wyszczególniają ich także Główny Urząd Statystyczny i Agencja Rynku Energii. Jednak wyjątkowo niekorzystne wskaźnik niezawodności dostaw energii, które w Polsce należą do najwyższych w Europie 6 są jednym z czynników skłaniających odbiorców energii do inwestowania we własne instalacje wytwórcze. Kolejnym jest ekonomia zwłaszcza u odbiorców, u których dzięki efektowi skali udaje się poprawić opłacalność takiej inwestycji. Przykładem jest sieć Tesco, która wyposaża we własne instalacje wytwórcze 6 Wśród 20. państw należących do Europejskiej Rady Regulatorów Energetyki (CEER) Polska znalazła się na trzecim miejscu pod względem najdłuższych (ponad 300 minut, podczas gdy w większości krajów nie przekraczają 100 minut) i najczęstszych (blisko czterech, gdy w większości państw nie ich mniej niż dwie) średnich przerw w dostawach energii elektrycznej (por. 5th CEER benchmarking report on the quality of electricity supply 2011, CEER 2012, s. 27, 5

10 swoje sklepy w Polsce. 7 Według analiz firmy doradczej Frost & Sullivan w 2011 r. w Polsce firmy, głównie handlowe i przemysłowe, kupiły generatory na ropę za 57 mln dol. W 2018 wartość rynku sięgnie 66 mln dol Inteligentne sieci mogą przyśpieszyć rozwój mikroinstalacji i poprawić konkurencję Nadmierny przyrost mikroinstalacji w sytuacji, gdy operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) nie są na to przygotowani, może zaburzać pracę sieci. Szybki rozwój energetyki prosumenckiej, a zwłaszcza bezpieczne zarządzanie nią, może natomiast wspomóc technologia inteligentnych sieci energetycznych (smart grids). Przyłączenie do sieci prosumenta oznacza konieczność rozliczania przepływu energii elektrycznej w dwóch kierunkach do i od sieci. Stawki, opłaty przesyłowe, mogą się różnić w zależności od kierunku, pory dnia a nawet sytuacji na rynku (tzw. taryfy dynamiczne). Wymaganiom takim mogą sprostać tylko tzw. liczniki inteligentne. Z punktu widzenia OSD, jako dystrybutorów energii technologia smart grid pozwalają na łatwiejsze zarządzanie sieciami, ograniczanie strat, w tym walkę ze zjawiskiem nielegalnego poboru energii oraz stosowanie mechanizmów awaryjnych np. zmniejszanie mocy zamówionej w sytuacjach grożących odłączeniem części odbiorców. Mogą posłużyć także do ograniczania mocy u odbiorców wrażliwych. Dotychczasowe wdrożenia elementów inteligentnych sieci pokazują także, że system pomaga w zwiększeniu niezawodności pracy systemu. W realizowanym przez Energa- Operator projekcie "Inteligentny półwysep" ograniczono przerwy w dostawach energii o 30-50%. System pomagał m.in. w szybszym identyfikowaniu miejsca awarii i dotarciu służb technicznych na jej miejsce. Wdrożenie systemu może poprawić także warunki konkurencji rynkowej. Sprzedawcy energii, dzięki informacjom z liczników zdalnego odczytu (tzw. inteligentnych liczników) będą mogli przygotować oferty dostosowane do potrzeb klientów, rozliczać energię elektryczną bez prognoz na podstawie rzeczywistego zużycia, czy skrócić czas od 7 R. Zasuń, B. Derski, Wiatrak na supermarkecie, Wysokienapiecie.pl, , 8 Ibidem 6

11 momentu odczytu licznika do dokonania rozliczenia z odbiorcą końcowym. System powinien pozwolić także na świadome zarządzanie zużyciem energii przez odbiorców. Z punktu widzenia dystrybutorów i spółek handlujących energią bardzo ważne jest przy tym określenie wspólnych standardów wymiany informacji z poszczególnych systemów. 2. Uwarunkowania z pozycji Operatorów Systemów Dystrybucyjnych związane z przyłączaniem do sieci oraz współpracą źródeł prosumenckich z sieciami elektroenergetycznymi Kraje Unii Europejskiej (UE), a w tym i Polska, od wielu lat czynią starania mające na celu ochronę klimatu, w szczególności poprzez zmniejszenie emisji CO 2. Jedną z form tych działań jest wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE), w tym mikrogeneratorów (mikroinstalacji) oraz małych instalacji OZE. Państwa członkowskie UE widzą potrzebę dalszego rozwoju mikroinstalacji i małych instalacji, które stanowić będą element wdrażania rozwiązań prosumenckich, czyli rozwiązań umożliwiających odbiorcom energii w gospodarstwach domowych wytwarzanie energii elektrycznej na potrzeby własnej konsumpcji, co skutecznie może przyczynić się do realizacji wytycznych dotyczących ochrony klimatu. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) zrzeszeni w Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) popierają rozwój tego typu źródeł energii, o czym świadczą m.in. duże ilości wydanych warunków przyłączenia oraz podpisanych umów o przyłączenie do sieci elektroenergetycznych dla OZE. W połowie 2013 r. moc zainstalowana wszystkich elektrowni w Polsce wynosiła ok MW, w tym moc OZE wynosiła ok MW, natomiast wydane przez OSD warunki przyłączenia oraz podpisane umowy o przyłączenie do sieci dla OZE osiągnęły łącznie moc MW, czyli blisko 60% mocy obecnie zainstalowanej w instalacjach wytwórczych. Duże ilości przyłączanych do sieci elektroenergetycznych OZE ze względu na specyfikę pracy tych źródeł, tj. nieprogramowalność pracy oraz trudności w prognozowaniu produkcji, wymagają od operatorów szczególnej dbałości o zachowanie podstawowych zasad bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego, w tym bezpieczeństwa odbiorców energii elektrycznej oraz zapewnienia odpowiednich standardów jakościowych. Nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne z dnia 26 lipca 2013 r., wprowadza rozróżnienie odnawialnych źródeł energii według kryterium zainstalowanej łącznej mocy 7

12 elektrycznej, wyodrębniając między innymi mikroinstalacje. Zdaniem PTPiREE optymalną formą wsparcia rozwoju mikroinstalacji jest ich dofinansowanie na etapie inwestycji (np. ze środków NFOŚiGW lub innych programów). Dofinansowanie na etapie inwestycji na pewno spowoduje wzrost zainteresowania mikroinstalacjami (odnawialnymi źródłami energii, o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 40 kw, przyłączonymi do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kv), a także ograniczenie poboru energii z sieci przez prosumentów, a dzięki własnej konsumpcji energii wytworzonej w mikroinstalacji ograniczy zainteresowanie sprzedażą jak największej ilości energii z mikroinstalacji. W konsekwencji spowoduje to faktyczną realizację celów unijnych związanych z ochroną klimatu. Zdaniem PTPiREE kwestią bardzo ważną, zarówno dla prawidłowej pracy sieci elektroenergetycznych, jak i samych mikroinstalacji, a także dla zachowania bezpieczeństwa odbiorców energii, ciągłości dostaw i jakości energii, jest również zapewnienie prawidłowych zasad przyłączania do sieci mikroinstalacji oraz innych OZE. Przyłączanie do sieci mikroinstalacji na zasadzie zgłoszenia, bez określenia zasad technicznych (np. warunków przyłączenia lub kryteriów przyłączenia) oraz bez możliwości, w uzasadnionych przypadkach, odmowy przyłączenia, a jednocześnie bez określenia wymagań stawianych instalatorom, może skutkować m.in. uszkodzeniami urządzeń u innych odbiorców, przeciążeniami sieci i automatycznym wyłączaniem całych obwodów, do których przyłączone są mikroinstalacje. W efekcie zamiast produkcji energii z mikroinstalacji, możemy mieć do czynienia z coraz częstszymi wyłączeniami spowodowanymi pracą mikroinstalacji. 9 Jest to związane z tym, że średnia moc gospodarstwa domowego w Polsce nie przekracza 10kW, a odbiorcy przyłączeni do jednej linii nigdy nie pobierają energii wg takiego samego profilu. Zachodzi między nimi zjawisko tzw. niejednoczesności poboru energii elektrycznej i dlatego pobór mocy 10 odbiorców o mocy przyłączeniowej 10kW przekłada się zaledwie na ok kW rzeczywistej mocy obciążającej linię. Stąd też linie elektroenergetyczne zasilające gospodarstwa domowe projektowane są dla takiej właśnie, niższej wartości mocy. Cechą mikroinstalacji OZE jest natomiast ich jednoczesna praca (kiedy świeci słońce lub wieje wiatr) i to najczęściej z maksymalną mocą w godzinach południowych (w przypadku najczęściej występujących mikroinstalacji, czyli instalacji fotowoltaicznych PV), czyli 9 W wyniku pracy mikroinstalacji może następować przeciążenie lokalnych elektroenergetycznych linii dystrybucyjnych, głównie na poziomie niskich napięć (nn). 8

13 wtedy kiedy odbiorców nie ma w domu. W opisanym przypadku, jeżeli tylko pięciu odbiorców miałoby mikroinstalację PV po 40 kw każda, generacja w południe, w czasie słonecznego dnia wyniosłaby blisko 200 kw, co spowodowałoby kilkukrotne przeciążenie i przez to wyłączenie linii. Dlatego zdaniem PTPiREE, po wyczerpaniu możliwości przyłączeniowych sieci i stacji elektroenergetycznej, OSD winien mieć prawo odmowy przyłączenia kolejnej mikroinstalacji, wyznaczając ewentualnie termin, w którym po dokonaniu odpowiednich modernizacji i rozbudowy możliwe byłoby przyłączenie. Należy tutaj podkreślić, że art. 8d 4 ustawy - Prawo energetyczne, mówiący o instalowaniu przez OSD odpowiednich układów zabezpieczających, w żaden sposób nie zmienia sytuacji w tym zakresie, ponieważ nie ma takich urządzeń zabezpieczających w sieciach niskich napięć, które mogłyby wpływać na pracę mikroinstalacji PV inaczej, jak tylko poprzez wyłączenie tego prosumenta lub całej stacji w przypadku wystąpienia przeciążeń. Stąd też w trakcie kolejnych prac związanych z ustalaniem reguł prawnych dotyczących funkcjonowania mikroinstalacji w Polsce należy zdaniem PTPiREE, oprócz wymienionych wcześniej aspektów, zwrócić uwagę na doświadczenia innych krajów europejskich, w tym np. Niemiec. W krajach unijnych podstawowym rodzajem instalacji prosumenckich są źródła fotowoltaiczne. Biorąc pod uwagę przepisy budowlane w Polsce oraz dostępność technologii, należy się spodziewać, że podobnie jak to ma miejsce w innych krajach, w zakresie mikroinstalacji oraz małych instalacji w zdecydowanej większości będą to źródła fotowoltaiczne. Pomimo przyjęcia w Niemczech systemu wsparcia dla fotowoltaiki niższego niż proponuje się w projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii w Polsce, tempo budowy nowych instalacji od kilku lat przekracza tam ponad dwukrotnie właściwy korytarz, którego górny limit został określony, jako MW nowych instalacji fotowoltaicznych rocznie i wynosi około nowych MW rocznie. Same mikroinstalacje fotowoltaiczne o mocy do 40 kw również powstają szybciej niż się spodziewano. W 2012 roku łączna moc nowych mikroinstalacji fotowoltaicznych wyniosła MW. Wcześniej mikroinstalacje były budowane jeszcze szybciej, a w jednym z rekordowych miesięcy zainstalowano aż 800 MW mocy w małych panelach słonecznych. Sumaryczna ilość mikroinstalacji fotowoltaicznych o mocy do 40 kw osiągnęła w Niemczech na początku roku 2013 ogromną liczbę

14 sztuk. 10 Fotowoltaika stała się dominującym i pochłaniającym najwięcej dopłat źródłem OZE w Niemczech. Rysunek 4: Porównanie produkcji energii fotowoltaicznej i wiatrowej w Niemczech w latach [Źródło: Frauenhofer Institut] Wiatr Słońce Ponieważ dotychczasowe polskie doświadczenia w zakresie OZE dotyczą głównie źródeł wodnych i wiatrowych, szczególnie wskazane będzie skorzystanie, w ramach prac legislacyjnych i ustalania kolejnych reguł przyłączania oraz współpracy z sieciami przez mikroinstalacje, z doświadczeń innych krajów. Samo pojawienie się w ostatnim czasie propozycji zwiększonego wsparcia dla źródeł fotowoltaicznych spowodowało gwałtowny wzrost liczby wniosków składanych do OSD o wydanie warunków przyłączenia dla takich właśnie źródeł. Gdyby instalacje fotowoltaiczne powstawały w Polsce podobnie szybko jak w 10 Opinia Operatorów Systemów Dystrybucyjnych zrzeszonych w PTPiREE w sprawie zakresu wsparcia rozwoju źródeł fotowoltaicznych (PV) w Polsce z r. ( pdf) 10

15 Niemczech, przy zakładanym poziomie wsparcia, tylko przez jeden rok koszty ich subsydiowania stałyby się nie do udźwignięcia dla odbiorców energii elektrycznej. O tym, że również w Polsce należy spodziewać się dużego zainteresowania mikroinstalacjami, których właścicielami będą odbiorcy w gospodarstwach domowych, może świadczyć fakt, że pierwsze zgłoszenia wpłynęły do OSD już pierwszego dnia obowiązywania znowelizowanej ustawy - Prawo energetyczne. Biorąc pod uwagę charakterystykę pracy źródeł PV, należy stwierdzić, że nie wpływają one na zmniejszenie wieczornych szczytów obciążenia i tym samym na wyrównanie profili obciążeń dobowych, co oznacza konieczność utrzymywania przepustowości sieci i zdolności wytwórczych konwencjonalnych źródeł na poziomie zbliżonym do obecnego. Zmianie ulegają jedynie struktura wytwarzania i wolumeny dystrybuowanej energii, co powoduje znaczący wzrost kosztów po stronie OSD, przy jednoczesnym spadku przychodów z opłat dystrybucyjnych zmiennych. Wszystkie opisane powyżej okoliczności są podstawą zgłoszenia kilku postulatów, mających na celu ochronę odbiorców energii elektrycznej w Polsce przed opisanymi skutkami niekontrolowanego przyłączania mikroinstalacji. Zdaniem PTPiREE należy zwrócić uwagę na szereg kwestii z tym związanych, szczególnie zaś na przedstawione w poniższych punktach: a) W zakresie przyłączania mikroinstalacji, w tym mikroinstalacji prosumenckich, konieczne jest zdefiniowanie wymagań technicznych i sposobu ich weryfikowania przez OSD. Nie powinno się odchodzić od standardowej procedury przyłączeniowej, poprzedzonej wydaniem przez OSD warunków przyłączenia 11, gdyż jest to sposób gwarantujący bezpieczeństwo oraz prawidłową koordynację współpracy stron, a także gwarantujący bezpieczeństwo innych użytkowników systemu, jak i samego właściciela mikroinstalacji. W przypadku pozostawienia możliwości przyłączania mikroinstalacji na zasadzie zgłoszenia, powinno ono dotyczyć tylko najmniejszych mikroinstalacji do poziomu mocy 10 kw w układzie 3-fazowym i 3 kw w układzie 1- fazowym. W przypadku zgłoszenia określić należy np. w zapisach rozporządzenia systemowego oraz IRiESD, sposób dokonywania uzgodnień dotyczących m.in. 11 Na razie nie ma takich podstaw. Obecnie obowiązujące przepisy nie spowodują zagrożenia funkcjonowania pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej. Po przekroczeniu wolumenu instalacji będzie trzeba przejść na rozwiązanie tzw. zgłoszenia przyłączenia z możliwością sprzeciwu. 11

16 procedury zgłoszenia mikroinstalacji, zawartości samego wniosku zgłoszenia, wymagań technicznych, które powinna spełniać mikroinstalacja, w tym wymagań w zakresie zabezpieczeń, w które właściciel powinien wyposażyć mikroinstalację (nadnapięciowych, od pracy wyspowej, nadmiarowo prądowych, zwarciowych, częstotliwościowych itd.) i ich współpracy z zabezpieczeniami, które zapewnia OSD od strony sieci elektroenergetycznej. Należy podkreślić, że podobna praktyka jest stosowana w innych krajach, w których dopuszczono przyłączanie mikroinstalacji na zgłoszenie, gdzie na zasadzie zgłoszenia możliwe jest przyłączanie źródeł o prądzie znamionowym nieprzekraczającym 16 A i napięciu 230 V, czyli o mocach podobnych do zaproponowanych powyżej, b) Przyłączenie mikroinstalacji prosumenckiej bez opłat, powinno być możliwe tylko przy bezinwestycyjnym wykorzystaniu istniejącego przyłącza, zaś w przypadku konieczności wykonania inwestycji, a w szczególności modernizacji przyłącza, prosument powinien być obciążony opłatą w wysokości odpowiadającej min. 50% rzeczywistych nakładów na przyłączenie. W ten sposób należy zabezpieczyć rynek i innych odbiorców przed kosztownym rozwojem dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych, tylko w celu umożliwienia przyłączania mikroźródeł, w szczególności na terenach z bardzo rozproszonymi odbiorcami, c) Do zgłoszenia mikroinstalacji powinno być wymagane dołączenie oświadczenia, potwierdzającego, że mikroinstalacja wraz z jej zabezpieczeniami wykonane zostały zgodnie z wymaganiami odpowiednich przepisów i norm oraz wymaganiami technicznymi określonymi przez OSD w IRiESD oraz kryteriach przyłączenia do sieci. Oświadczenie to powinno zostać potwierdzone przez instalatora posiadającego odpowiednia uprawnienia budowlane, elektryczne i inne jednoznacznego doprecyzowania wymaga tutaj obowiązek lub jego brak, posiadania przez instalatora certyfikatu, o którym mowa w Rozdziale 3b ustawy PE, d) Należy wykluczyć możliwość przyłączania instalacji OZE, w tym mikroinstalacji, zlokalizowanych na konstrukcjach tymczasowych, niezgłoszonych do użytkowania lub przyłączonych poprzez przyłącze tymczasowe lub na czas określony, zaliczane do VI grupy przyłączeniowej, e) Jedna pełnoletnia osoba fizyczna powinna mieć prawo posiadania tylko jednej mikroinstalacji na terenie kraju i powinno być to powiązane z warunkiem posiadania tytułu prawnego do nieruchomości, na której będzie wykonana. Chodzi o uniknięcie 12

17 komercyjnej kumulacji wielu uprzywilejowanych mikroinstalacji na jednej posesji lub na kilku posesjach 12, f) Najlepszym, najbardziej sprawiedliwym i transparentnym, zdaniem PTPiREE, sposobem wsparcia inwestycji w mikroinstalacje jest zastosowanie dotacji bezpośrednio do samej inwestycji, jako najbardziej przewidywalnej dla inwestorów i transparentnej biznesowo formy pomocy, o neutralnym wpływie na ceny energii oraz taryfy dystrybucyjne, a w konsekwencji na koszty ponoszone przez odbiorców energii, g) W związku z nie ponoszeniem przez inwestora opłat związanych z przyłączeniem mikroinstalacji do sieci, dla tego typu odbiorców konieczne jest zmniejszenie sieciowych opłat zmiennych, a zwiększenie opłat stałych za moc zamówioną i moc przyłączeniową, celem sprawiedliwego równoważenia interesów odbiorców energii elektrycznej i inwestorów PV, stymulowania magazynowania energii elektrycznej i optymalizacji profilu zużycia. Poziom tej zmiany wymaga osobnej analizy, h) Aby wspierać rozwój rzeczywistej energetyki prosumenckiej i zapobiegać spekulacjom związanym z podnoszeniem mocy przyłączeniowej obiektów tylko w celu stworzenia możliwości przyłączenia mikroinstalacji o większej mocy na podstawie zgłoszenia (takie ryzyko niosą ze sobą aktualne zapisy ustawy PE), należy określić wymagania zapobiegające podnoszeniu mocy przyłączeniowej tylko w celu uzyskania możliwości przyłączenia mikroinstalacji na zgłoszenie. Taka sytuacja może powodować szybkie wyczerpanie dostępnych mocy np. brak możliwości przyłączenia nowych odbiorców do sieci, i) W przypadku mikroinstalacji prosumenckich nie powinno stosować się systemu feed in tariff. Podobnie nie powinno się go stosować w przypadku pozostałych mikro i małych instalacji, a jeżeli system taki zostałby przyjęty koniecznym jest przyjęcie maksymalnego czasowego i kwotowego limitu dodatkowego wsparcia, który będzie możliwy do finansowego poniesienia przez odbiorców energii elektrycznej oraz limitu sumarycznej mocy zainstalowanej źródeł PV w kraju, dla zachowania bezpieczeństwa bilansowego systemu, w szczególności w godzinach porannych w okresie wiosennoletnim. Limity kwotowe wsparcia powinny być określone w wymiarach rocznym oraz 12 W przypadku braku dotowania energii z mikroinstalacji i niskiej ceny jej odsprzedaży do sieci energetycznej nie można mówić o komercyjnej kumulacji mikroinstalacji. Polskie prawo nie zakazuje posiadania kilku nieruchomości w tym także kilka nieruchomości zero lub plus energetycznych (przyp. red.). 13

18 sumarycznym, obejmującym cały okres życia źródeł, odrębnie dla mikro i małych instalacji, j) Potrzebne jest również określenie mechanizmu automatycznego ograniczania wsparcia jednostkowego z tytułu wyżej opisanego nowego mechanizmu typu feed in tariff wraz ze wzrostem ilości przyłączanych mikroinstalacji w celu wsparcia większej grupy inwestorów oraz utrzymania limitów opisanych powyżej. Mechanizm redukcji działałby przejrzyście i proporcjonalnie w przypadku, gdyby wysoka zyskowność powodowała nadmierną ilość inwestycji. Dla ograniczenia ryzyka inwestorów można stosować coroczny system przetargowy na najmniejszy akceptowalny dodatkowy współczynnik korekcyjny dla certyfikatów lub wartości feed in tariff dla fotowoltaiki. Poziom wsparcia typu feed in tariff powinien być skalkulowany poniżej całkowitego kosztu brutto energii elektrycznej z sieci, czyli poniżej progu grid parity (parytetu sieci), co promowałoby rozwój systemów PV głównie na potrzeby własne i zmniejszało możliwości spekulacji, k) W planowanych zmianach legislacyjnych należy przewidzieć obniżenie we wszystkich proponowanych rozwiązaniach poziomu wsparcia dla fotowoltaiki w tym dla mikroinstalacji PV, w związku ze stałym spadkiem kosztów produkcji energii z tego typu źródeł. Zaproponowane w poprzednich projektach aktów prawnych wysokości współczynników korekcyjnych dla źródeł fotowoltaicznych o mocy od 1 do 10 MW na poziomie od 2,45 w 2013r. do 2,07 w 2017r., a w przypadku źródeł fotowoltaicznych o mocy od 100 kw do 1 MW na poziomie od 2,85 do 2,32 są zdaniem PTPiREE zbyt wysokie. Znacząco przewyższają one np. poziomy wsparcia stosowane w Niemczech. Jednocześnie ze względu na duże oddziaływanie OZE na pracę KSE, w tym również na działania inwestycyjne podejmowane przez OSD, proponuje się, aby wsparcie najwyższymi współczynnikami korekcyjnymi dotyczyło tylko źródeł stabilnych o równomiernej charakterystyce pracy i wysokim współczynniku czasu pracy z mocą szczytową/znamionową w ciągu roku 13, l) Tak jak ma to miejsce w innych krajach, po stronie właściciela mikroinstalacji powinien istnieć obowiązek wyposażenia jej w odpowiednie zabezpieczenia (nadnapięciowych, od pracy wyspowej, nadmiarowo prądowych, zwarciowych, częstotliwościowych itd.) w sposób gwarantujący ich prawidłową współpracę z 13 Uwaga ta, w świetle ostatniego projektu Ustawy O OZE (z r.) jest już nieaktualna 14

19 zabezpieczeniami, które zapewnia OSD. W szczególności w przypadku mikroinstalacji PV, układy zabezpieczeń, jako integralna część zabezpieczeń przekształtników PV powinny być zainstalowane przez prosumenta, co daje możliwość wykorzystania pełnej funkcjonalności zabezpieczeniowych zintegrowanych z przekształtnikami i gwarancje prawidłową współpracę EAZ i przekształtników. Warunki nastaw podawane byłyby przez OSD, ale na identycznych zasadach dla wszystkich prosumentów, Przypadek nadmiernego rozwoju jednej tylko technologii OZE może powodować lokalne trudności w utrzymaniu prawidłowej pracy sieci elektroenergetycznych. Sytuacja gwałtownego rozwoju mikroinstalacji prosumenckich prowadzi również do zmniejszenia ilości energii elektrycznej pobieranej z sieci, która jest obciążana rosnącym obowiązkiem zakupu certyfikatów oraz kosztami utrzymania dyspozycyjnych, zapasowych elektrowni konwencjonalnych. Przy jednoczesnym wzroście kosztów po stronie OSD wynikającym z konieczności bezpłatnego (dla prosumenta) dostosowania układu pomiarowego i dostosowania własnych zabezpieczeń, dodatkowej modernizacji sieci niskiego napięcia, a w szczególności stacji transformatorowych SN/nn, spowodować to może dramatyczny wzrost opłat sieciowych. PTPiREE, popierając rozwój energetyki prosumenckiej, a w szczególności zrównoważony rozwój wszystkich źródeł energii, uważa za niezbędne wdrożenie wymienionych powyżej rozwiązań. Zasady przyłączania do sieci oraz system wsparcia w Polsce, powinny umożliwiać rozwój mikroinstalacji, ale nie powinny obciążać nadmiernie opłat sieciowych, gdyż w konsekwencji doprowadziłoby to do obniżenia konkurencyjności polskiej gospodarki i wzrostu kosztów życia odbiorców, w tym samych prosumentów. Przybliżona analiza potencjalnego wzrostu kosztów Analizując dane z 2011 r. mamy TWh konsumpcji energii elektrycznej ogółem i TWh konsumpcji energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe. Maksymalny możliwy udział energetyki prosumenckiej w konsumpcji gospodarstw domowych to 70% energii elektrycznej, w co drugim domu, (u co drugiego odbiorcy), czyli 70% x 0,5 x X. Oznacza to, że o 35% spadłyby przychody OSD z obszaru taryf G dla gospodarstw domowych. Wyrównanie tego deficytu wymagałoby podniesienie opłat dystrybucyjnych, o 53% (jeżeli miałoby to dotyczyć tylko gospodarstw domowych) lub średnio o ok., 9% jeżeli koszt rozłożyć na wszystkich odbiorców energii. Oczywiście wzrost 15

20 całkowitych kosztów dostawy energii będzie mniejszy i będzie wynosił ok. 3% do 4,5%. Taki wzrost kosztów można zniwelować wzrostem efektywności energetycznej. Powyższa analiza nie uwzględnia kosztów niezbędnych dla modernizacji i rozbudowy sieci niskich i średnich napięć wychodząc z założenia, że rozbudowa taka jest i tak niezbędna choćby z uwagi na wzrost zużycia energii oraz wzrost wymagań jakościowych. Koszty te należy, więc traktować ją, jako zadanie inwestycyjne każdego OSD uwzględniane w jego planach inwestycyjnych i finansowane przez jego taryfie. 3. Wymagane i niezbędne funkcjonalności Smart Gridu z pozycji OSD oraz mające na celu podniesienie, jakości obsługi klienta Jednym z pierwszych kroków do zbudowania sieci elektroenergetycznej nowej generacji zwanej Smart Grid jest uzyskanie pełnej informacji o przepływach energii elektrycznej i profilach jej zużycia przez odbiorców. Szczególnie istotne mogą okazać się te informacje w sytuacjach, gdy do sieci wprowadzana będzie energia elektryczna wytwarzana w mikroinstalacjach prosumentów. Uzyskanie pełnej informacji umożliwią systemy inteligentnego opomiarowania (smart metering), w szczególności te zainstalowane w stacjach elektroenergetycznych SN/nn. Gdy zostaną one skorelowane z informacjami pochodzącymi z innych systemów, możliwe będzie uzyskanie pełnego obrazu pracy sieci. Osiągnięcie korzyści polegającej na stworzeniu Smart Grid zależeć będzie, od jakości i kompletności danych umożliwiających optymalne jej zaprojektowanie oraz odpowiedniego wyposażenia sieci elektroenergetycznych w układy i urządzenia wyłącznikowe, sterowania, dodatkową automatykę itd. W chwili obecnej dzięki wdrożeniu inteligentnego opomiarowania możliwa będzie realizacja działań w następujących obszarach: 3.1. Bilansowanie sieci elektroenergetycznej Celem wdrożenia funkcjonalności bilansowania sieci elektroenergetycznej jest zmniejszenie różnicy bilansowej poprzez ograniczenie strat handlowych oraz strat technicznych związanych z dystrybucją energii elektrycznej. Przy wdrożeniu inteligentnego opomiarowania zostaną opomiarowane stacje średniego napięcia oraz odbiorcy energii elektrycznej pobierający energię z tych stacji. Znając topologię sieci energetycznej, w szczególności przyporządkowanie poszczególnych odbiorców energii do konkretnych stacji średniego napięcia, będzie można sprawdzić, czy ilość energii elektrycznej rejestrowanej 16

21 przez licznik bilansujący na konkretnej stacji średniego napięcia jest porównywalna z sumą wskazań liczników energii elektrycznej zainstalowanych u odbiorców energii zasilanych z tej stacji średniego napięcia. W przypadku stwierdzenia różnicy wykraczającej poza przyjęte granice, niezbędne będzie podjęcie działań, które pozwolą na wyjaśnienie przyczyn rozbieżności. To, co ważne, na dzień dzisiejszy nie posiadamy wzorców pozwalających na jednoznaczne stwierdzenie, jakie wartości różnicy wskazań pomiędzy licznikiem bilansującym oraz sumą wskazań liczników komunalnych należy uznać za wymagające wyjaśnienia. Mając na uwadze, że jest to nowy obszar wykorzystania danych pomiarowych, wzorce takie na bazie praktycznych doświadczeń będą dopiero wypracowywane. Podejmowane działania powinny doprowadzić do opracowania wzorców dopuszczalnych strat energii w ramach poszczególnych typów stacji średniego napięcia z uwzględnieniem liczby odbiorców energii zasilanych z danej stacji średniego napięcia, typu sieci dystrybucyjnej (sieć kablowa, sieć napowietrzna) oraz jej głównych parametrów (długość linii, przekroje przewodów, rodzaj izolacji). Przy praktycznej realizacji bilansowania sieci należy uwzględnić, że w sieci energetycznej mogą wystąpić punkty poboru energii elektrycznej nieopomiarowane przy pomocy inteligentnego opomiarowania. W szczególności mogą to być: miejsca poboru energii rozliczane na podstawie ryczałtu, wybrane elementy oświetlenia ulicznego, odbiorcy, u których nie udało się wymienić licznika na liczniki inteligentny. Mając na uwadze powyższe uwarunkowania należy stwierdzić, że realizacja bilansowania sieci elektroenergetycznej nie jest zadaniem prostym, niemniej dzisiejsze pierwsze praktyczne doświadczenia pokazują, że podejmując odpowiednie działania techniczne i organizacyjne jest możliwe efektywne bilansowanie sieci. Mechanizmy bilansowania sieci elektroenergetycznej powinny przede wszystkim pozwolić na znaczne ograniczenie zjawiska nielegalnego poboru energii elektrycznej. Wykorzystując proste mechanizmy analityczne, bazując na informacjach o ewidencji sieci oraz danych pomiarowych, będzie można z dużym prawdopodobieństwem wytypować odbiorców energii, u których z powodu nielegalnego poboru liczniki zarejestrowały mniejszą niż wynikałoby to z wyliczeń ilość energii. Oczywiście stwierdzenie nielegalnego poboru energii elektrycznej będzie wymagało bezpośredniej kontroli u odbiorcy, niemniej dzięki możliwości wskazania miejsc kontroli, ich skuteczność będzie dużo wyższa niż ma to miejsce obecnie. 17

22 Bilansowanie sieci elektroenergetycznej powinno również pozwolić na ograniczenie strat technicznych wynikających np. ze słabej, jakości połączeń elementów sieci, przeciążenia transformatorów lub odcinków sieci dystrybucyjnej. W sytuacji, kiedy będziemy mieli pewność, że w danym segmencie sieci nie ma nielegalnego poboru energii elektrycznej, a różnica bilansowa będzie wskazywała, że straty są wyższe niż wynikające z wzorców dla danego typu linii, możliwe będzie wytypowanie miejsc sieci do specjalistycznych przeglądów i w konsekwencji do ewentualnych napraw, remontów lub modernizacji Wykorzystanie informacji pomiarowych z opomiarowania stacji SN do zarządzania siecią elektroenergetyczną Na dzień dzisiejszy opomiarowana jest tylko część stacji średniego napięcia. W związku z tym nie jest możliwe precyzyjne monitorowanie, w jakich ilościach i w jakim czasie pobierana jest energia elektryczna w poszczególnych lokalizacjach geograficznych, przyporządkowanych do konkretnych stacji średniego napięcia. Powszechne opomiarowanie stacji średniego napięcia pozwoli na zbieranie szczegółowych informacji o ilości energii elektrycznej dystrybuowanej w ramach poszczególnych stacji średniego napięcia. Wiedza ta może okazać się bardzo potrzebna w przypadku wystąpienia deficytu energii w sieci. Zakładając, że informacje dotyczące przepływów energii przez poszczególne stacje średniego napięcia rejestrowane przez liczniki bilansujące będą w szybkim czasie przekazywane do Krajowej Dyspozycji Mocy w PSE, na podstawie wyników pomiarów oraz wiedzy, jakich kategorii odbiorców i jakich lokalizacji dotyczą będzie możliwe podejmowanie decyzji dotyczących stymulowania zachowania odbiorców energii w celu obniżenia poboru energii elektrycznej i tym samym zabezpieczenia systemu elektroenergetycznego przed skutkami przeciążenia. Stymulacja odbiorców może być realizowana w sposób pasywny lub w sposób aktywny. W przypadku stymulacji pasywnej odbiorcom energii elektrycznej byłyby dedykowane odpowiednie taryfy, których celem byłoby spowodowanie obniżenia zużycia energii elektrycznej w oczekiwanych godzinach doby. W tym przypadku zadziałać powinien prosty mechanizm ekonomiczny zgodnie, z którym w okresach, w których koszty energii elektrycznej byłyby wysokie, zużycie energii przez odbiorców byłoby niższe. W praktyce oznaczałoby to, że odbiorcy sami przeniosą korzystanie z niektórych typów urządzeń na godziny, w których ceny energii będą dla nich korzystniejsze. 18

23 Aktywna stymulacja odbiorców polega z kolei (w bardzo dużym uproszczeniu) na wysłaniu specjalnego sygnału sterującego po otrzymaniu, którego odpowiednia automatyka sterująca urządzeniami po stronie odbiorcy, podejmie działania związane z optymalizacją zużycia energii elektrycznej przez np. wyłączenie niektórych urządzeń lub zasygnalizowanie odbiorcy konieczności obniżenia zużycia energii elektrycznej. Sygnał sterujący oczekiwania ograniczenia mocy byłby wysyłany w wyniku analizy zużycia energii elektrycznej, mierzonego przy pomocy liczników bilansujących zainstalowanych na stacjach średniego napięcia. Odpowiedź sieci, zarówno w przypadku aktywnej jak i pasywnej stymulacji odbiorców, będzie obserwowana dzięki pomiarom pozyskiwanym z liczników bilansujących instalowanych na stacjach średniego napięcia. Głównym celem wprowadzenia takiego rozwiązania jest zapobieganie konieczności wyłączania zasilania odbiorców w przypadku deficytu mocy w sieci elektroenergetycznej. Wyłączenia, związane z niedopuszczeniem do załamania pracy systemu, byłyby realizowane dopiero w sytuacjach niemożliwości osiągnięcia kontrolowanego obniżenia poboru mocy Kontrola parametrów, jakości energii elektrycznej W chwili obecnej, jakość energii elektrycznej dostarczanej do poszczególnych odbiorców nie podlega na ogół monitorowaniu. Ewentualne działania realizowane w zakresie pojedynczych odbiorców mają charakter doraźny, wynikający z potrzeby chwili i często są spowodowane reklamacją odbiorcy energii. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania pozwoli na zwiększenie stopnia kontroli, jakości energii elektrycznej w całej sieci. Dzięki implementacji w licznikach bilansujących oraz licznikach komunalnych funkcjonalności pozwalających na monitorowanie parametrów jakości energii, zostaną stworzone nowe możliwości techniczne dotyczące tego obszaru. Należy jednak tutaj bardzo wyraźnie podkreślić, że pomiary parametrów jakości energii elektrycznej w licznikach bilansujących i komunalnych będą miały charakter wyłącznie pomocniczy, pozwalający w ograniczonym zakresie na stwierdzenie podejrzenia obniżonych parametrów jakości energii, a nie jednoznaczne stwierdzenie problemu. Ze względu na koszty, jakie trzeba by ponieść w tym kierunku, inteligentne opomiarowanie w tym zakresie nie będzie w stanie zastąpić profesjonalnych analizatorów jakości energii elektrycznej Rozwój elektroniki mocy powoduje, że sytuację taką należy uznać za przejściową (przyp. red.) 19

24 Najważniejsze pomiary, które będą wykorzystywane na potrzeby kontroli parametrów jakości energii realizowane przez licznik bilansujący, zainstalowany na stacji średniego napięcia, to: Rejestracja profilu obciążenia energii czynnej. Przewiduje się, że profil będzie rejestrowany z rozdzielczością 15 minut. Obserwacja profilu obciążenia energii czynnej pozwoli między innymi na: monitorowanie stopnia obciążenia poszczególnych transformatorów i zapobieganie ich przeciążeniu. monitorowanie stopnia obciążenia obwodów niskiego napięcia i lepsze planowanie konieczności ich remontów. Rejestracja profilu obciążenia energii biernej. Profil będzie rejestrowany z rozdzielczością 15 minut. Obserwacja profilu obciążenia energii biernej pozwoli na obniżenie strat przesyłu energii elektrycznej. Posiadając szczegółową wiedzę dotyczącą obciążenia transformatorów energią bierną, będzie można zaplanować działania związane z kompensacją mocy biernej bezpośrednio na stacjach średniego napięcia lub działania związane z odszukaniem odbiorców i skompensowaniem mocy biernej u odbiorców, których odbiorniki energii elektrycznej są przyczyną nieodpowiedniego obciążenia sieci. Pomiar napięć fazowych wraz z opcją ich rejestracji w przypadku przekroczenia zdefiniowanych progów odchylenia od napięcia znamionowego (zarówno w górę, jak i w dół) pozwoli na kontrolę wartości napięcia zasilającego w funkcji czasu, w tym również na wykrywanie i rejestrację czasów braku zasilania odbiorców. Pomiar prądów fazowych oraz prądu w przewodzie neutralnym będzie wykorzystywany do sprawdzania równomierności obciążenia poszczególnych faz transformatorów SN. Oczywistym jest, że w praktyce pełne zrównoważenie nigdy nie będzie możliwe, jednak w przypadkach szczególnie dużego niezrównoważenia możliwe będzie podjęcie działań przekonfigurowania podłączenia odbiorców do sieci, co niewątpliwie może się przyczynić do poprawy jakości pracy sieci Automatyzacja procesu odczytu wskazań liczników i obniżenie kosztów odczytów realizowanych przez inkasentów Ważnym elementem, ze względu na korzyści zarówno dla odbiorcy jak i OSD, jest automatyzacja procesu odczytu zużycia energii elektrycznej z liczników. Na dzień dzisiejszy odczyty wskazań liczników są realizowane za pośrednictwem inkasentów. W większości 20

25 lokalizacji w kraju odczyt zużycia energii na potrzeby fakturowania odbiorcy jest realizowany, co kilka miesięcy (w odstępach od dwóch do sześciu miesięcy). Skutkuje to tym, że fakturowanie odbiorców jest realizowane na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej, z czego odbiorcy nie są zadowoleni. Jak pokazuje wiele badań rynku, odbiorca chce być rozliczany wyłącznie za ilość energii, jaką w rzeczywistości zużył, czyli na podstawie rzeczywistego odczytu z licznika, realizowanego tuż przed wystawieniem faktury. Na dzień dzisiejszy takie podejście do rozliczeń jest jednak mocno utrudnione, co wynika z kosztów odczytów realizowanych przez inkasentów. Rozwiązaniem jest wdrożenie automatyzacji odczytów liczników energii elektrycznej, dzięki czemu z jednej strony podniesie się jakość procesu fakturowania i wzrośnie zadowolenie odbiorcy, z drugiej strony SOD będzie ponosił niższe koszty związane z realizacją odczytów, co poprawi jego efektywność ekonomiczną (co ze względu na regulowany charakter rynku dystrybucji energii, jest również korzyścią dla odbiorcy). To, co ważne: aby można było zapewnić, że w perspektywie czasu koszty odczytów realizowanych przy pomocy infrastruktury inteligentnego opomiarowania będą niższe od kosztów odczytów realizowanych za pośrednictwem inkasentów, trzeba doprowadzić do standaryzacji urządzeń inteligentnego opomiarowania w skali kraju, co przełoży się na niższe koszty zakupu. Kolejną możliwością wynikającą z automatyzacji odczytów, jest dostarczenie odbiorcy szczegółowej informacji o tym, w jakich ilościach i w jakich przedziałach czasu zużywa energię elektryczną. Informacje tego typu już w chwili obecnej są dostępne dla odbiorców, u których zainstalowano inteligentne liczniki. Dzięki analizie sposobu swojego zużycia energii, odbiorca będzie mógł ograniczyć koszty ponoszone na zakup energii, np. przenosząc najbardziej energochłonne czynności w okresy czasu, kiedy energia będzie tańsza. Mechanizm tego typu będzie zyskiwał na znaczeniu w przyszłości, kiedy zostaną wprowadzone wielostrefowe taryfy z dużymi różnicami cen energii w poszczególnych przedziałach czasu Odczyty zużycia energii na żądanie Kolejnym elementem związanym z inteligentnym opomiarowaniem, pozwalającym na zwiększenie, jakości obsługi odbiorcy jest możliwość realizacji odczytu zużycia energii elektrycznej na żądanie. Także dzisiaj taki odczyt jest oczywiście możliwy, niemniej w związku z tym, że jest on realizowany przez inkasenta, jest to odczyt kosztowny, a czas jego realizacji to często kilka, kilkanaście dni, co w praktyce skutecznie ogranicza wykorzystanie danych z tych odczytów. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania spowoduje, że odczyt na 21